整合测井资料的碳酸盐岩气田“一点法”产能评价方法

气井产能评价结果是采气工程和地面集输工程设计的依据。针对碳酸盐岩气田产能评价实践过程中常规“一点法”计算结果可信度较低,以及传统稳定经验数求取方法的不足,文中厘清了“一点法”的核心内涵,并以四川盆地8个碳酸盐岩大气田96口气井的试井和测井资料为基础,研究了试井地层系数与稳定经验数、测井储能系数之间的量化关系,将测井所反映的地质信息整合至“一点法”产能评价公式中,建立了整合测井资料的“一点法”产能评价新方法。通过四川盆地安岳、龙岗和罗家寨气田的实例计算及对比表明：该方法能够提升稳定经验数小于0.17的气井产能评价效果,其产能计算平均相对误差由169.64%下降至27.08%;对于稳定经验数大于0.25的气井,常规“一点法”产能评价效果更优。新方法的建立解决了矿场采用常规“一点法”评价气井产能时因稳定经验数不明而造成的产能评价误差问题,对于碳酸盐岩气田的开发设计、规模调整具有积极意义。     

四川盆地天然气藏提高采收率技术进展与发展方向

四川盆地油气资源丰富,有超级含油气盆地之称,是我国最具开发潜力的含油气盆地之一,具有开发对象复杂,气藏类型多且普遍具有低孔、低渗、水侵活跃、非均质性强等特点,因此天然气提高采收率面临巨大挑战。为此,系统剖析了四川盆地常规气藏特点和提高采收率难点,回顾了发展历程,梳理了提高采收率技术模式和技术体系,总结了近年来针对复杂气藏提高采收率技术取得的最新进展,并对未来发展进行了预测。研究结果表明：(1)经过60余年的天然气勘探开发,四川盆地已形成了“全生命周期统筹、全生产系统协同”提高采收率核心理念;(2)创立了以“早期评价与部署,储量刻画与动用,水侵诊断与治理,工艺配套与优化”为核心的气藏全生命周期提高采收率技术模式;(3)建立了地质与气藏工程、钻完井工程、采气工程、地面工程等多专业协同的提高采收率技术体系;(4)随着盆地开发重心逐步向超深层复杂岩性气藏、非常规气藏等地质条件更加复杂的领域转移,提高采收率技术未来的发展方向将包括超深层气藏薄储层精细描述、多重介质跨尺度数值模拟、超深特殊工艺井排水采气、非常规气地质工程一体化等多个方面。结论认为,60余年来不断丰富完善和形成的提高采收率技术模式和...     

缝洞型底水油藏开发动态数值模拟方法研究

缝洞型油藏表征单元具有多尺度性,无法直接采用基于连续介质力学的商业数模软件进行动态模拟。根据渗流力学和流体力学理论,针对缝洞型油藏储集体特征尺度的特性,建立了一种新的缝洞型底水油藏动态模拟模型。通过对中小裂缝、大裂缝和大型溶洞的特殊处理,实现了离散介质特性到连续介质模型中的叠加,提出一套适用于缝洞型底水油藏水淹动态的数值模拟方法。通过计算实例表明该方法是有效的、可行的。     

矿场气藏工程技术的研究现状与前景展望

近年来,随着国内新发现的天然气资源多元化和复杂化,矿场气藏工程技术研究面临诸多机遇与挑战,亟需破解难题的新理念、新发展、新实践。文中根据矿场气藏工程技术“实用性”“针对性”“科学性”的基本技术原则,通过调研分析,阐述了矿场气藏工程技术提出的背景,对比了目前矿场气藏工程技术的研究范式及其特点、不足和研究前景,展望了矿场气藏工程技术未来的发展空间,探讨了提升矿场气藏工程技术研究的途径,以及提高气藏工程技术的矿场适用性对复杂气藏科学开发的重要意义。     

深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点,采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题,考虑应力敏感和气体物性变化的影响,对二项式产能方程进行修正,在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法,并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算,进行影响因素分析。结果表明：对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层,气井合理采气量在低压下受流出动态控制,在高压下受冲蚀流量限制,合理注气量在高压下受流出动态控制,在低压下受冲蚀流量限制;而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层,气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%～9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%～35.29%;现有井筒结构条件下,当注气量为55×10⁴～70×10⁴m³/d时,摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑,对该类储气库的建设运行具有指导意义。     

数字岩心结合成像测井构建裂缝—孔洞型储层孔渗特征

针对碳酸盐岩气藏储层由于缝洞发育导致孔隙度、渗透率相关性差的问题,基于四川盆地安岳气田高石梯—磨溪区块裂缝—孔洞型储层岩心的CT扫描图像和储层段的成像测井资料,通过重构岩心内部的三维结构,提取岩心中缝洞结构参数,划分缝洞模式,开展数字岩心流动模拟和渗透率计算,认识不同孔隙度区间渗透率的分布规律,描述裂缝—孔洞型储层的孔渗特征。研究结果表明:(1)碳酸盐岩岩心中毫米—厘米级小型溶洞是主要的储集空间,占孔隙体积的68%,开度介于0.1~0.6 mm的扁平状小裂缝在局部构成缝网,缝洞搭配形成优势渗流通道是提高岩心渗透率的关键;(2)结合成像测井资料,可将储层中缝洞发育模式划分为4种,在孔隙度大于3%的储层中,当面洞率大于10%或面缝率大于0.02%时,储层的渗透性能有显著提高。     

碳酸盐岩气藏储层非均质性对水侵差异化的影响

碳酸盐岩气藏因储层孔隙、溶洞、裂缝的尺度和分布密度不同易产生多样化的非均质性,使得气藏水侵规律的差异性较大。为了深入认识碳酸盐岩储层非均质性及其对气藏水侵的影响,进而对气藏水侵动态进行预判,基于全直径岩心数字化处理分析改进了定量描述孔、洞、缝搭配关系的方法,根据逾渗理论分析图版建立了评价微裂缝对储层渗流能力贡献的新方法,并通过开展气藏实际压力、温度条件下气水渗流及流固耦合应力敏感实验,获得气水相对渗透率和岩石压缩系数数据,据此分析不同类型裂缝、溶洞对气藏水侵的影响,结合四川盆地典型碳酸盐岩气藏水侵特征建立了不同储渗类型储层水侵影响差异化特征的预判方法。研究结果表明:(1)不同类型碳酸盐岩储层在广义上均属三重介质,裂缝发育使气藏水侵影响显现快,而溶洞均匀发育使水侵影响显现相对较慢;(2)微裂缝发育是特低孔隙度储层具备视均质中高渗透能力的必要条件,对应的水侵规律与沿大裂缝水窜或网状小裂缝发育带水侵明显不同;(3)水区储层孔隙度应力敏感是地层水侵能量的主要来源,异常高压气藏在开采初期这一特征更加突出。该研究成果已应用于四川盆地多个碳酸盐岩气藏的水体能量评估、水侵影响预测及治水措施有效性预判,为复杂气藏水侵影响的治理提供了有效的技术导向,同时也深化了对水侵差异化规律的认识。     

缝洞型碳酸盐岩地下储气库高速注采渗流特征及库容动用机理

四川盆地是中国重要的天然气产能基地,目前已开发相当规模的碳酸盐岩气藏,该类气藏储层缝洞系统发育并具有超低孔隙度、低渗透率特征,气藏枯竭后可改建为地下储气库（以下简称储气库）,以满足天然气高峰使用时期和冬季天然气保供的需求。但国内尚无此类型储气库成熟的建库经验,而缝洞型储气库的高速注采渗流特征是验证建库和用库的可行性的重要依据。为此,以中国石油西南油气田公司筹建的首座缝洞型储气库——牟家坪储气库为例,基于地震、露头等数据资料,设计了具备储层特征的缝洞组合方案,并构建了三维数字岩心模型,然后基于模型开展数值仿真模拟,计算其在高速开采过程中各区域气体压力和流速变化规律,最后从微观尺度分析了缝洞型储气库的渗流特征和库容动用机理。研究结果表明：(1)储层渗透率越高,缝洞内气体动用越快,渗流滞后的效应越显著;(2)同一缝洞组合条件下,气体流速和开采量与开采压力梯度成正比,开采压力梯度对气体渗流特征有着显著影响;(3)缝洞系统中存在狭窄裂缝,裂缝开度越小,缝洞间渗流滞后效应越明显;(4)缝洞组合和形态结构越复杂,渗流滞后越显著。结论认为,该方法能够为研究缝洞型碳酸岩盐储气库注采渗流特征和库容动用机理...     

缝洞型碳酸盐岩气藏多类型储层内水的赋存特征可视化实验

缝洞型碳酸盐岩气藏非均质性强且孔隙结构复杂,多类型储层内水的形成过程与赋存模式难以确定,影响储层内气体渗流能力与气井生产动态预测。将岩心CT扫描与微电子光刻技术结合,设计并研制了3种储层的微观可视化模型,开展气驱水物理模拟实验,定性研究了水的形成机理与赋存模式,并利用ImageJ灰度分析法定量研究了不同压差下的含水饱和度及残余水膜占比变化规律,综合分析了多类型储层内水的赋存特征及其对气体渗流的影响。结果表明：天然气在不同类型储层中的运移成藏过程不同;多重介质中的水由原生可动水和残余水组成,而残余水又分为次生可动水和束缚水;残余水主要以"水膜"、"水团"、"水柱"和"水珠"4种模式赋存在不同类型储层的不同位置,其主要影响因素有毛细管力、表面张力、气驱压差和通道连通性;可动水、残余水饱和度是与储层物性、孔隙结构和气驱压差直接相关的参数;流动通道尺寸越小,相同气驱压差下水膜占据的空间越大,且水膜占比呈指数性增加;随着气驱压差增大,水膜占比减小,当气驱压差增大到一定程度时,水膜占比基本不再减小,形成"薄膜"型束缚水。     

四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发技术进展与发展方向

近年来,深层海相碳酸盐岩气藏成为四川盆地常规天然气增储上产的重要领域,但由于该类气藏成藏条件复杂、埋藏深且气水关系复杂,其高效开发面临着巨大的挑战。为此,通过剖析该盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发历程,结合深层碳酸盐岩气藏的开发特点与实践,总结梳理了专项技术,并指出了下一步的攻关方向。研究结果表明:①四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏的储量规模差异大、类型多,储层品质差、非均质性强,边、底水活跃,且原料气普遍含酸性气体,同时开发井多位于山地,钻遇地层纵向上展布复杂;②四川盆地已形成了一系列专项技术——深层低缓构造强非均质气藏精细描述技术、小尺度缝洞发育的有水气藏治水优化技术、深层复杂气井钻完井及增产工程技术、含硫气藏清洁安全开发配套技术,支撑了该盆地特大型海相碳酸盐岩气藏的高效建产及优化开发;③随着盆地内碳酸盐岩气藏开发开始向超深层的复杂构造带气藏转移,针对该类气藏的构造精细描述和薄储层预测技术、跨尺度数值模拟技术、钻完井及采气工程技术是下一步的技术攻关方向。结论认为,所形成的深层海相碳酸盐岩气藏高效开发专项技术为中国石油西南油气田建成百亿立方米特大型气田、实现天然气产量跨越式增长提供了有力的支撑,相关研究成果可以为国内外深层海相碳酸盐岩气藏的开发提供借鉴。